Геохронологическая шкала. Непско-Ботуобинская нефтегазовая область. Системы разработки с заводнением (стр. 2 из 3)
Основными продуктивными горизонтами в карбонатно-галогенной части разреза являются осинский (залегающий в нижней части усольской свиты), устькутский (верхняя часть мотской свиты) и юряхский (верхняя часть иктэхской свиты).
Характеристика газа, конденсата и нефти. Свободные газ месторождений Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области состоят в основном из метана (77-88%) и характеризуются повышенным содержанием тяжелых углеродов (6-15%).
2.2 Характеристики месторождений
Месторождения нефти и газа. На территории Непско-Ботуобинской области месторождения нефти и газа связаны со сложно построенными структурами, а также с неантиклинальными ловушками. Наиболее типичными месторождениями являются Марковское, представленное на рисунке 2, Ярактинское, Среднеботуобинское и Верхневелючанское.
Структурная карта по кровле нефтеносного горизонта:
1- границы литологического замещения коллекторов;
2 - контур газоносности;
3 - условные границы разведанной части залежи;
4 - газоконденсатная залежь;
5 - изогипсы в м
Рисунок 2 – «Марковское месторождение»
Марковское газонефтеконденсатное месторождние отличается исключительно сложным геологическим строением обусловленным несоответствием структурных планов по различным частям разреза. Протерозойский фундамент вскрывается скважинами на глубинах 2700-3000 м. Характерной особенностью месторождения является наличие в его разрезе мощных пластов каменной соли усольской свиты нижнего кембрия.
Среднеботуобинское газонефтяное месторождение выявлено в 1970 г. на территории Якутской АССР в пределах Мирнинского свода и приурочено к крупной брахиантиклинали (70X30 км), осложненной малоамплитудными (до 20 м) тектоническими нарушениями. Амплитуда поднятия 50-60 м.
Основная газонефтяная залежь связана песчаниками ботуобинского продуктивного горизонта.
Максимальная мощность ботуобинского горизонта (до 30 м) отмечена в южной части структуры, где он сложен монолитной пачкой песчаников. Открытая пористость коллекторов в среднем равна 13-14%. Проницаемость высокая (до 15хЮ”13м2). Рабочие дебиты газовых скважин изменяются от 108 до 715 тыс, м/сут. Характерно аномально низкое пластовое давление 14,6 МПа при глубине залегания продуктивного горизонта около 1900 м.
Верхневилючанское газовое месторождение открыто в 1975 г. в пределах восточного погружения Непско-Ботуобинской антеклизы и приурочено к крупному одноименному поднятию (60X40 км) амплитудой около 250 м. Осадочный разрез сложен вендско-кембрийскими терригеннымн и карбонатно-галогеннымиобразованиями общей мощностью свыше 2500 м. Промышленно газоносными являются вилючанский и харыстанский горизонты песчаников венда, а также I карбонатные породы юряхского горизонта нижнего кембрия. Нефтегазопроявления и отдельные притоки газа отмечены в широком стратиграфическом диапазоне, что, по-видимому, связано со значительной тектонической нарушенностью структуры;
Залежь вилючанского горизонта выявлена в восточной части поднятия. Она относится к пластовому тектонически экранированному типу. Мощность горизонта 50-60 м. В западной части структуры он выклинивается. Открытая пористость песчаников изменяется в широких пределах от 5 до 17%, проницаемость от незначительной до 20хЮ”14м2. Пластовое давление равно 18 МПа при глубине залежи около 2500 м.
Залежи харыстанского горизонта приурочены к не выдержанным в пространстве пластам песчаников, залегающих в средней части харыстанской свиты. Максимальная мощность песчаников 9 м. Залежи относятся к литологически ограниченному типу с элементами тектонического экранирования. Пластовое давление в харыстанском горизонте составляет 18,3-19,0 МПа при глубине залегания залежей около 2200 м. Юряхский продуктивный горизонт сложен двумя выдержанными в пространстве пластами доломитов. Открытая пористость пород изменяется от первых единиц до 20 %. Мощность горизонта 40-50 м. Залежи пластовые сводовые, с элементами тектонического экранирования. Имеются небольшие оторочки нефти непромышленного значения.
3. Системы разработки с заводнением
В условиях упруго-водонапорного режима обычно наблюдается непрерывное снижение динамического пластового давления и соответственно снижение добычи. В связи с этим при недостатке пластовой энергии для поддержания текущей добычи, а также для повышения эффективности разработки применяют методы воздействия на пласт путем ввода в пласт дополнительной энергий. Для этого на продуктивный пласт бурят специальные скважины нагнетательные, через которые закачивают в него воду. При этом нагнетательные скважины располагают либо вдоль внешнего контура нефтегазоносности — система разработки с законтурным нагнетанием (заводнением), либо внутри площади нефтяной залежи — система разработка с внутриконтурным нагнетанием (заводнением).
3.1 Типы и характеристики
• Естественное заводнение. Система разработки пласта при естественном заводнении эффективна лишь в том случае, когда имеется мощная естественная водонапорная система, обеспечивающая восполнение пластовой анергии по всему объему залежи (если продуктивная площадь не очень велика) при заданных темпах отбора нефти. В этом случае пласт должен обладать высокими кол лекторским и свойствами (особенно в отношении проницаемости), быть монолитным — характеризоваться небольшой степенью расчлененности.
Эффективность естественного заводнения зависит также в значительной степени от вязкости нефти, и, как правило, соотношение вязкостей нефти и виды не должно быть выше µо=5-б, (µн/µв=µо), а подвижность нефти (kпр/µ) не ниже 0,2x10-12м2 м7мПа.с. В этом случае достигается высокий естественный коэффициент нефтеотдачи до 0,6—0,7 и даже 0,8 (XVI пласт Октябрьского месторождения, свита НКП месторождения Сураханы, пласт Д1 месторождения Зольный Овраг). При разработке эксплуатационные скважины располагаются рядами параллельно контуру нефтеносности, при этом наиболее эффективно работаютэксплуатационные скважины первых четырех наружных рядов. При размерах залежи, позволяющих на каждом крыле складки спроектировать более четырех рядов эксплуатационных скважин, следует иметь в виду, что эффективность одновременной работы скважин более удаленных от контура нефтеносности рядов сбудет значительно меньшей и для ее повышения требуется ввод дополнительной энергия. Это связано с тем, что скважины уже четвертого ряда являются экраном для напора естественных краевых вод.
• Законтурное заводнение. Впервые эта система разработки была промышленно освоена в 1948 г. на пластах девона (Д1 и Д2) Туймазинского месторождения. В дальнейшем законтурное заводнение осуществлялось на месторождениях Зольный Овраг, Бавлниское, Шкапогвское и др. Система разработки с законтурным заводнением тлеет много общего с системой разработки при естественном заводнении и отличается от нее лишь специальными нагнетательными скважинами, расположенными в водоносной части пласта вдоль контура нефтеносности.
Законтурное заводнение — весьма распространенный в современной практике разработки залежей нефти метод воздействия на пласт. Его применение предусматривает размещение нагнетательных и эксплуатационных скважин кольцевыми рядами вдоль контуров нефтеносности. Такая система разработки эффективна при разработке небольших по площади залежей нефти.
Следует иметь в виду, что и область применения естественного заводнения, а именно: при ширине площади нефтеносности около 5 км, когда на каждом крыле складки можно спроектировать более трех рядов скважин, законтурная закачка воды не обеспечивает энергией центральные, более удаленные части залежи, обычно самые продуктивные. Для залежей шириной более 4—5 км приходится переходить к внутри контурному заводнению.
Эффективность законтурного заводнения зависит также от расчлененности пласта, и успешному применению указанной системы будет способствовать сравнительно однородное строение продуктивного пласта. И. П. Чоловский указывает, что законтурное заводнение будет эффективным при:
а) относительно высоких коллекторских свойствах пласта — более 0,2-10-12 м2;
б) невысоком соотношении вязкостей нефти и воды — до 3;
в) подвижности нефти не ниже 0,2-10-12 м2 (мПа-с).
В большой степени эффективность процесса разработки с законтурным заводнением зависит также от соотношения объемов закачки и отбора жидкости: яри меньшем объеме закачки процесс заводнения Судет малоэффективным; при чрезмерно большом объеме закачки процесс будет непроизводительным, так как часть закачиваемой воды будет оттекать законтурную область (нередко эффективность закачки составляет 20—50%).
Большое значение также имеет правильное размещение нагнетательных и эксплуатационных скважин. Целесообразно эксплуатационные скважины несколько удалять от контура нефтеносности, а нагнетательные скважины располагать от него на расстоянии, равное примерно половине принятого расстояния между нагнетательными скважинами. В связи с этим необходимо достаточно точно определять положение начального контура нефтеносности.
• Приконтурное заводнениеявляется разновидностью законтурного заводнения и применяется тогда, когда проницаемость пласта в законтурной части понижена и отсутствует хорошая гидродинамическая связь этой части с зоной отбора. В этом случае нагнетательные скважины размещаются в водонефтяной части пласта (в приконтурной зоне) вдоль внутреннего контура нефтеносности. Такая, система разработки впервые была предложена В XI в Мелик-Пашаевым для подкирмакинской свиты одного из морских месторождений Азербайджана.
• Внутриконтурное нагнетание.Так как законтурное нагнетание приводит к консервации значительных запасов нефти в центральных частях «месторождения, необходимо проектировать внутриконтурное нагнетание, иначе придется бурлить большое число нагнетательных скважин, темп отбора нефти не будет превышать 2,5 % от начальных извлекаемых запасов, произойдут большие оттоки воды за контур нефтеносности, возникнет необходимость переноса фронта нагнетания. Внутриконтурное заводнение впервые было запроектировано ВНИИ в 1952—1955 гг. на месторождении Ромашкино.